JRC zu RFNBO-Kraftstoffen: E-Methan wächst, und CO₂ aus der Biogasaufbereitung ist die wichtigste Kohlenstoffquelle

Die Gemeinsame Forschungsstelle der Europäischen Kommission (JRC) hat am 14. Januar 2026 einen Bericht über erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (RFNBO) veröffentlicht; für die Biogasbranche ist am interessantesten, dass die Mehrheit der neuen E-Methan-Projekte CO₂ aus der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan nutzen will. Das Dokument trägt den Titel „Renewable Fuels of Non-Biological Origin in the European Union – 2025 Status Report“. Die Jahreszahl im Titel bezeichnet den Datenumfang und nicht das Veröffentlichungsdatum: Im Repositorium der JRC trägt der Bericht das Datum 2026-01-14.

Was RFNBO im Sinne des Berichts sind

Der Bericht definiert RFNBO als reinen erneuerbaren Wasserstoff oder synthetische Kraftstoffe, die aus erneuerbarem Wasserstoff sowie abgeschiedenem CO₂ oder Stickstoff hergestellt werden. Er befasst sich vor allem mit der Umwandlung von Wasserstoff in Kraftstoffe: E-Methan (Sabatier-Reaktion), E-Ammoniak, E-Methanol sowie E-Diesel und E-Kerosin. Entscheidend ist die Unterscheidung: Der Wasserstoff muss aus anderen erneuerbaren Quellen als Biomasse stammen. Daher sind Biomethan und Biowasserstoff aus Fermentation keine RFNBO. Die Regeln dieser Klassifizierung beschreiben wir im Beitrag Elektrolyse und Biowasserstoff: RFNBO und warum Strom aus Biogas eine andere Kategorie ist.

Die wichtigsten Zahlen

• Technologische Reife: Die besten Marktoptionen, darunter E-Methanol, E-Kerosin, E-Ammoniak und E-Methan, haben TRL 6–8 erreicht. Die Methanisierung selbst (E-Methan) hat TRL 8–9.
• E-Methan: ca. 35 Produktionsanlagen in der EU, vor allem in Deutschland; Kapazität 449 GWh pro Jahr (2024), und bis 2027 fast 3000 GWh pro Jahr bei ca. 55 Anlagen im Betrieb oder in Planung (Schätzungen eines Branchenverbands).
• E-Fuels insgesamt: EU-Kapazität unter 0,5 Mt pro Jahr; angekündigt wurden 45 E-Kerosin-Projekte und mehrere Power-to-X-Hubs, die bis 2030 eine Kapazität in der Größenordnung von einigen Hunderttausend Tonnen pro Jahr bringen sollen.
• Regulatorisches Ziel: Nach der RED III gilt im Verkehr ein gemeinsames Unterziel von 5,5% für fortschrittliche Biokraftstoffe, Biogase und RFNBO (davon mindestens 1% RFNBO), und in der Industrie sollen RFNBO bis 2030 42% und bis 2035 60% des Wasserstoffverbrauchs ausmachen. Zwei delegierte Rechtsakte von 2023 legen fest, wann Wasserstoffkraftstoffe als RFNBO gelten, sowie die Methodik für Lebenszyklusemissionen, die mindestens 70% Reduktion gegenüber fossilen Kraftstoffen verlangt. Die Folgen der RED III für Polen beschreibt der Beitrag Die RED III ist am 20. November 2023 in Kraft getreten: Aufgabenliste für Polen, und die der delegierten Rechtsakte selbst — Delegierte RFNBO-Verordnungen am 20. Juni 2023 veröffentlicht.

Wo das Biogas ins Spiel kommt

Synthetisches Methan braucht CO₂. Der Bericht nennt als Quellen Abgase, Prozessgase, biogenes CO₂ (z. B. aus der alkoholischen Gärung und aus der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan) sowie die Abscheidung direkt aus der Luft. Im Abschnitt über E-Methan weist die JRC darauf hin, dass die Mehrheit der neuen Anlagen und Projekte CO₂ aus der Aufbereitung von Biogas zu Biomethan nutzen will und die Abscheidung aus der Luft (DAC) eine langfristige Möglichkeit ist. Im Jahr 2025 erhielt das Unternehmen Hy2gen für die Anlage Atlantis in Werlte ein Zertifikat als erster Hersteller von RFNBO-konformem E-Methan in Deutschland im RED-System, und die dänische Anlage PowerLBG wurde bei ISCC für E-LNG akkreditiert. Für den Betreiber einer Biomethananlage bedeutet das einen potenziellen Abnehmer des CO₂-Stroms, der heute meist in die Atmosphäre gelangt; die Techniken, die ihn abtrennen, beschreiben wir u. a. im Beitrag über die Druckwasserwäsche von Biogas.

Hürden und Zeithorizont

Der Bericht weist darauf hin, dass die Wettbewerbsfähigkeit durch Folgendes begrenzt wird: den hohen Preis für erneuerbaren Strom, die geringe Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff, die energieintensive CO₂-Abscheidung sowie hohe Investitionskosten und lange Genehmigungsverfahren. Die JRC erinnert auch an die Begrenzung der Kohlenstoffquellen: CO₂ aus Kraftwerken auf Basis fossiler Brennstoffe darf bis 2036 verwendet werden, aus anderen vom EU-Emissionshandel (EU ETS) erfassten Anlagen bis 2041; danach werden Bioenergieanlagen und DAC die wichtigsten zulässigen Quellen sein. Für Biogas- und Biomethananlagen ist das ein Hinweis auf die wachsende Bedeutung ihres CO₂, aber auch auf den Wettbewerb um diesen Strom.